一、事件概述
   
公司发布2019年半年度报告:报告期内公司实现营业收入834.17亿元,较上年同期上升0.88%;营业成本为697.35亿元,较上年同期下降2.85%;归属于上市公司股东的净利润38.20亿元,同比上期增长79.11%,基本每股收益0.23元,同比上期增长76.92%。
   
二、分析与判断
   
燃料成本端下行,结算电价微增,大幅改善边际利润。2019年上半年,公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为419.51元/兆瓦时,同比增长0.22%;受煤炭价格同比下降的影响,2019年上半年公司境内火电厂售电单位燃料成本为223.81元/兆瓦时,同比下降5.57%,上半年共计发生燃料成本473.18亿元,较上年同期下降9.19%。本期归母净利润大幅增长79.11%,主要系燃料成本的大幅下降所致。以秦皇岛港口5500大卡动力煤为例,1-6月份均价为609元/吨,同比回落62元/吨,跌幅9.24%,行业整体价格受环保督查、矿难、及进口煤限制等因素叠加,降幅不及预期,但公司通过预付票据及账款等方式提前布局锁定优惠煤价,密切跟踪政策及国内外煤炭市场的变化,加强与有竞争力的大矿的合作,确保长协煤履约,大大降低了燃料成本,体现出公司作为全国最大的发电企业之一的成本控制及议价能力。未来看好煤价持续下行,持续惠及公司,改善利润。
   
二季度全社会用电量回落叠加水电挤压,公司发电量不及预期。公司布局全国26个省市电厂,截至2019年6月30日,拥有可控发电装机容量106,136兆瓦,权益发电装机容量93,520兆瓦,天然气、水电、风电、太阳能和生物质发电等清洁能源装机占比16.05%,装机结构进一步优化。2019年第二季度,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径完成发电量915.36亿千瓦时,同比下降11.86%;完成售电量867.78亿千瓦时,同比下降11.52%。整体2019年上半年,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径完成发电量1,953.75亿千瓦时,同比下降6.15%;完成售电量1,850.32亿千瓦时,同比下降5.78%。与此同时,从需求角度看,今年上半年全社会用电量33980亿千瓦时,同比增长5%,低于去年全年8.5%的用电增速,整体用电增速回落。加之,今年二季度开始,降水偏丰,上半年全国规模以上电厂水电发电量5138亿千瓦时,同比增长11.8%,受来水偏丰,水电挤压,火电日耗难以提升,全国规模以上火电厂发电量24487亿千瓦时,同比仅增长0.2%。用电增速大幅下滑叠加水电挤压,公司发电量大幅减少。
   
中国电改迎来全面市场化交易时代,看好公司作为优质龙头企业燃料成本控制优势。根据国家发展改革委下发的《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》,全面放开经营性电力用户发用电计划,提高电力交易市场化程度,即经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。2019年上半年,公司结算市场化交易电量875.53亿千瓦时,交易电量比例为47.05%,比去年同期增长10.15%。未来伴随市场的放开,市场交易电量占比将不断增长,结算电价可能逐步走低,因此,一方面区域用电需求旺盛、市场开拓能力强、装机结构优质的电力企业有望持续受益;另一方面,看好公司作为火电龙头企业,提前布局锁定优惠煤价,通过降低成本来弥补电价降幅,未来火电市场面临电改洗牌后,将呈现出强者恒强的局面。
   
三、盈利预测与投资建议
   
公司作为业内龙头,在上半年动力煤价格回落同时,积极通过预付票据及账款等方式提前布局锁定优惠煤价,确保长协煤履约,大大降低了燃料成本,从而确保了半年度利润的大幅增长。我们预计2019-2021年公司营业收入分别为1771、1837、1901亿元,归属母公司股东的净利润分别为53.47、62.26、80.62亿元,对应EPS分别为0.34、0.40、0.51元/股,对应PE分别为19、16、13倍,给予“买入”评级。
   
四、风险提示
   
1、动力煤价格下降不及预期;2、全社会用电量增速不及预期;3、电力结算价格下降。